海经社获悉，10 月 8 日，意大利能源巨头埃尼（Eni）与贝莱德旗下全球基础设施合伙人（GIP）合资的Eni CCUS Holding宣布，利物浦湾 CCS 项目已完成Douglas CCS 平台的海上安装。这座平台上部模块重 1885 吨，导管架 1755 吨，8 根海底桩合计 730 吨 —— 从合同授出到交付，用时不足18 个月。

Eni 将其称为全球首座专为碳捕集与封存建造的海上平台。它不产一滴油，只做一件事：接收英格兰西北部与北威尔士工业设施捕集的 CO₂，经既有海底管道输送至枯竭天然气藏，永久封存。

利物浦湾 CCS 项目整体建设进度已推进至约50%，约60%的支出流向英国本土供应链，运营期（25 年以上）维持 200 至 300 个长期岗位。据 Eni 2025 年报披露，整个利物浦湾网络的 CO₂运输与封存基础设施计划于2028 年投运，初期年封存能力450 万吨，2030 年后预期扩展至1000 万吨 / 年。

降本减法

这座平台最值得关注的并非技术本身，而是在做一道减法。

Douglas CCS 平台的造价控制，核心在于两条线。其一，时间减法—— 将工程设计、采购、建造、调试四条线高度并行整合，把海上平台建造的常规周期压缩到18 个月内。其二，资产减法—— 新建的仅有上部模块和导管架，CO₂输送管道则由利物浦湾既有海底管道改造复用，封存目的地是已开采数十年的枯竭气藏。Eni 在年报中直言，这一组合让公司能够 “高效利用既有海上资产，以及关于枯竭气藏的丰富知识”。

这一思路也正在欧洲形成共识，Eni CCUS Holding（意大利能源巨头 Eni（埃尼） 与贝莱德旗下 全球基础设施合伙人（GIP） 合资成立的碳捕集与封存（CCS）平台公司）在荷兰的L10-CCS 项目同样定位于连接 Aramis 海上管道网络，利用北海水域枯竭气田封存 CO₂，设计年注入能力最高500 万吨，目标2027 年通过最终投资决定。意大利Ravenna CCS 项目2024 年已启动第一阶段，捕集效率超过90%，峰值达96%，2030 年运输与封存能力目标400 万吨 / 年，远期扩展至1600 万吨 / 年。

中国坐标

中国海域盆地级预测碳封存潜力2.58 万亿吨，中国海上 CCS 起步不晚，2023 年 6 月，中国海油在珠江口盆地恩平 15-1 油田投用国内首个海上 CCS 示范工程，2025 年 5 月升级为 CCUS，将 CO₂注入地下油藏驱油。近 3 年累计回注 CO₂超30 万吨，预计 10 年回注超100 万吨，驱动原油增产约20 万吨；累计封存 CO₂突破1 亿立方米，相当于植树220 万棵。渤海渤中 26-6 油田 CCUS 示范工程2026 年 2 月投产，全生命周期预计埋存150 万吨。

但技术验证与工程化之间，存在一个成本问题。渤中 25-1 油田 CO₂驱油成本约200-300 元 / 吨，受限于专用设备及海上运维；荷兰 K12-B 为15-20 欧元 / 吨，巴西 Lula 为15-25 美元 / 吨。差距根源在基础设施复用率—— 欧洲大量借助既有资产，中国以新建专用设备为主。

全球首套海上燃烧后碳捕集封存装置在Agogo FPSO开机，由上海中远海运重工集成改装，完成超15000 吨10 个上层模块吊装，铺电缆超100 万米，预计年减碳约23 万吨。Agogo FPSO 服务 Azule Energy——Eni 与 BP 合资企业，也说明中国海工交付能力已并入国际供应链。中国一体化模式使 FPSO 交付周期缩至18 个月。当 CCS 平台建造趋近标准化模块交付，中国海工在 FPSO 和 LNG 模块上的工期与成本竞争力，具备向 CCS 迁移的基础。

Eni 的18 个月和旧管道说明了一件事：海上 CCS 竞争的本质是成本竞争。技术路线趋同之后，决定胜负的是工程能力—— 更短的建造周期、更高的存量资产复用率、更低的单吨封存成本。中国海工在 FPSO 和 LNG 模块上的积累，恰恰是这张考卷上最值钱的底牌。